Способ испытания пластов Советский патент 1990 года по МПК E21B49/00 

:о

00

Изобретение относится к горной промышленности. Цель - повышение эффективности испытания и получение большего объема пробы. В скважину опускают оборудованную пакером и седлом колонну бурильных труб с долотом. Производят вскрытие бурением испытываемого пласта. На кабеле спускают внутрь труб пробоотборный снаряд с клапаном и устанавливают его в седло. В колонну бурильных труб закачивают одновременно в равных количествах самогенерирующие газ, водные растворы, один из которых содержит полиакриламид, нитрит натрия и воду при соотношении ингредиентов, /мас.%/: полиакриламид 0,5-1,0

нитрит натрия 21,0-35,0

вода - остальное

другой включает моноэтаноламин, соляную кислоту и воду при следующем соотношении ингредиентов, /мас.%/: моноэтаноламин 18,0-30,0,соляная кислота 12,0-20,0

вода - остальное. Изолируют пласт, испытывают его с последующей регистрацией кривых притока и восстановления давления. 7 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к испытанию скважин в процессе бурения.

Цель изобретения - повышение эффективности испытания и получение большего объема пробы.

На фиг. 1 показана схема спущен- ;ной в скважину колонны бурильных труб с пакером, седлом и долотом; йа фиг. 2 - схема посадки пробоотборного снаряда в седло и закачивание в колонну бурильных труб одновременно самогенерирующих газ водцых растворов на фиг. 3 - схема изоляции пакером испытуемого :пласта, открытие устьевой задвижки и вытеснение на поверхность раствора образовавшимся газом, на фиг. k -- схема поступления пластового флюида в освобожденную от раствора полость труб под

действием депрессии; на фиг. 5 схема процесса выдержки инструмента в скважине для регистрации восстановления давленияJ на фиг. 6 - схема - подъема пробоотборного снаряда после снятия пакера с места установки и :вытеснение пластового флюида из тру лутем обратной циркуляции;на фиг.7 ;схема процесса продолжения бурения скважины.

; Способ испытания пластов включает ;следующие операции. В скважину 1 опу ;кают оборудованную пакером 2 и седло 3 колонну бурильных труб с долотом k и производят вскрытие бурением ис- :пытуемого пласта (фиг. 1). Затем внутрь труб на каротажном кабеле 5 {опускают пробоотборный снаряд 6 с (Клапаном 7 и устанавливают снаряд 6- JB седло 3 (фиг. 2), после чего в {Колонну бурильных труб закачивают Одновременно в равных количествах ;самогенерирующие газ водные раство- :РЫ, один из которых содержит полиак- риламид, нитрит натрия и воду в следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Полиакриламид 0,5-1,0 ; Нитрит натрия 21,0-35,0 ВодаОстальное

а другой включает моноэтаноламин, соляную кислоту и воду в следующем соотношении ингредиентов, мае. %: Моноэтаноламин 18.0-30,0 Соляная кислота 12,0-20,0 ВодаОстальное

В результате смешивания указанных растворов в бурильных трубах образуется смесь, выделяюща; азот. Газожидкостная смесь при открытии задвижки на устье вытесняет жидкость из труб, опорожняя часть из них. Для придания раствору вязкости в его

состав введен полиакриламид, а моноэтаноламин участвует в реакции синтеза азота. Таким образом достигается равномерность насыщения раствора газом.

При изолированном с помощью пакера 2 и открытом клапане 7 снаряда 6 происходит поступление флюида из пласта в освобожденную от раствора полость труб (фиг. 4), при закрытом клапане 7 - выдержка для регистрации восстановления давления в исследуемой зоне (фиг. 5). По окончании испытания и снятия пакета с места его установки производят подъем пробоот

10

5

0

5

0

5

борного снаряда и вытеснение пластового флюида.из труб путем обратной циркуляции (фиг. 6), Вез подъема бурильных труб из скважины обеспечивается возможность продолжения процесса бурения (фиг. 7).

Пример 1. Скважина бурилась с применением глинистого раствора с удельным весом 1,2 г/см- до глубины 3525 м (фиг. 1), причем бурильные трубы 1 с применялись диаметром 114 мм толщиной 8 и 9 мм, выше долота k установлен пакерный узел 2 с внутренним седлом 3. Пакер находился выше долота на 5 м.

При необходимости испытания пласта вскрытого в интервале 3520-3525 м в скважину сначала спустили пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 на каротажном кабеле 7, как показано на фиг. 2, а затем внутрь бурильных труб закачали смесь из двух водных растворов 1 и 2.- Эта смесь образовалась путем закачки по двумя манифольдам двумя насосами одновременно (ЦА/-700) через смеситель, установленный на устье скважины, причем раствор 1 состоял из водного раствора полиакрил- амида 0,5 с нитритом натрия , а раствор 2 - из водного раствора моно- этаноламина 18% и соляной кислоты 12. В результате смешивания этих растворов в равных количествах по .10 м (всего 20 м) в бурильных трубах была получена смесь следующего состава, мае. %:

0

5

0

5

0,5 21,0 18,0 12,0 А8,5

Полиакриламид

Нитрит натрия

Моноэтаноламин

Соляная кислота

Вода

а согласно лабораторным исследованиям такая смесь дает 60 м азота на 1 м такого раствора, который начинает образовываться при смешивании в бурильных трубах, как показано на фиг. 2, и при этом часть глинистого раствора вытеснена в затрубное пространство. На приготовление и закачку указанной смеси затрачено 1,5 ч, после чего посажен пакер 2 для изоляции испытываемого интервала (3520- 3525 м) от остального ствола скважины и открыты задвижки двух манифоль- дов, по которым раньше производили закачку двух растворов, - на излив в запасную емкость.

5

При этом образовавшаяся газожид- костная смесь под влиянием давления газа в количестве 20x60 1200 м- вытеснили из труб 10 м жидкости (фиг. 3) и уровень жидкости в скважи не понизился на 1000 м (фиг. А) что создало в трубах область пониженного давления и под влиянием этой депрессии из пласта, находящегося между забоев скважины и посаженным пакером начала поступать в бурильные трубы пластовая вода со следами нефти (фиг. k) в количестве .,5 м- за 56 мин. Для регистрации кривой восстановления давления впускной клапан закрыт путем подачи сигнала по кабел и в таком состоянии скважина была оставлена в течение 1,5 ч, в течение которых регистрация КВД закончена.

Затем пробоотборный узел был снят с седла и произведена распакеровка пакера и сразу после этого путем обратной циркуляции стали вытеснять отобранную в трубы пластовую жидкост на поверхность, как показано на фиг. 6. После отбора на устье скважины пробы пластовой жидкости на анали в количестве 2 л,подняли пробоотборный снаряд на кабеле 7 и продолжили бурение, как показано на фиг. 7 - до вскрытия следующего интервала испытания.

В этом случае при наличии описанной минимальной концентрации химреа- рентов, расход газа оказался недостаточным, чтобы вытеснить более 10 м жидкости. Поэтому этот состав реагентов следует считать минимальным.

П-р и м е р 2.На скважине № 320 бурение велось долотом № 9 на бурильных трубах диаметром 11 мм с толши- нами стенки 8 и 9 мм на глубине 3015м как Показано на фиг. 1. Решено было испытать интервал 3010-3015 м в соответствии с положением пакера над долотом. В связи с этим был спущен на кабеле пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 на кабеле 7 и посажен в седл 3j после чего в скважину закачана смесь из двух водных растворов. .Раствор 1 состоит из, мае. %:

Полиакриламид 0,7

Нитрит натрия

Вода

Ра.створ 2 состоит

Моноэтаноламин

Соляная кийлота

Вода

28,0.. Остальное из мас.%: 25,0 16,0 Остальное

0

5

0

5

368

По 15 м каждого раствора были одновременно закачаны через смеситель, установленный на устье скважины и в результате в скважине получалась такая самогенерирующая газ, азот смесь %: полиакриламид 0,7Г нитрит натрия 28 моноэтаноламин 25; соляная кислота 16; вода 30,3.

Эту смесь закачали в количестве 30 м за 2ч и соответственно такре же количество глинистого раствора вытеснили в затрубное пространство (фиг. 2). Согласно лабораторным данным 1 м такого состава генерирует 90 м азота, а 30 м - 2700 м. Затем посадили пакер как показано на фиг. 3 и открыли выкидные задвижки на устье скважины. При этом газовая смесь стала бурно выходить под влиянием расширяющегося газа азота и было вытеснено 1800 м столба жидкости из k бурильных труб. Вслед за этим в образовавшуюся пустую полость труб под действием депрессии забойного давления из пласта стала поступать нефть с водой в количестве 3,2 м- за 40 мин открытого притока (фиг. А). Затем приток в скважину закрыли с 0 помощью клапана 6 и произвели запись КВД в течение б5 мин (фиг. 5). Затем сняли пробоотборный снаряд с седла, произвели распакеровку, при которой пакер принял прежнее незапакерован- ное положение, и обратной циркуляцией вытеснили пластовую жидкость на поверхность в запасную емкость. Затем подняли пробоотборный снаряд на поверхность и продолжили бурение до вскрытия следующего перспективного пласта (фиг. 7)Пример 3. В скважине 3 лиа- метром 190 мм бурение велось на глубине А032 м на бурилиных трубах диаметром 114 мм с толщиной стенки 9, 10 и 11 мм с установкой пакера 2 цад долотом на 7 м (фиг. 1).

5

0

5

Решено испытать интервал 0-25- 4032 м, для иего был спущен на кабеле 7 пробоотборный снаряд 5 с клапаном 6 и посажен в седло 3. Затем в скважину была закачана смесь водного раствора 1 (на базе полиакриламида 1,0% и нитрита натрия 35 и раствора 2 на базе моноэтаноламина 30,П% и соляной кислоты 20,0%, по 12 дого раствора, а всего 2k м имеющего следующий состав в смеси, мас.:

м каж: Полиакриламид Нитрит натрия Моноэтаноламин Соляная кислота Вода

1

35 30 20 li

Согласно лабораторной работы такай состав на 1 м генерирует в ре- 35|льтате химической реакции 112 м aajoTa и поэтому после его закачки в колонну бурильных труб (фиг. 2) пс следующей посадки пакера и открытия ус|тьевых задвижек в специальную ем- кфть за счет выделения 2688 м газа бь|ло вытеснено из труб около 20 м ж)дкocти и уровень понизился на ISiSO м, за счет чего начался приток пластовой нефти из испытываемого интервала со средним дебитом 28 /сут и за 1 ч притока получено в пус- тс й полости труб около 1,2 м нефти с пластовым газом (фиг. А). После 3 1крытия клапана 6 для построения КВД cioяпи в течение 2 ч, а затем клапан открыли, приподняли пробоотборный снаряд, распакеровали пакер, который пЬинял прежнее незапакерованное сос- тфяние, после чего путем обратной циркуляции вытеснили всю пластовую нффть путем обратной циркуляции в запасную емкость (фиг. 6). Затем под- кабель с пробоотборным снарядом и дистанционными глубинными приборами на поверхность и продолжили бурение (фиг. 7). Следует отметить, что при дальнейшем увеличении концентрации за счет недостатка воды.реакция до конца не пойдет, т.е. пойдет, но

неэффективно, раствор получился слишком вязким и его трудно будет прокачивать в скважину и поэтому описанны в примере 3 состав для генерации азота следует считать максимальным.

Формула изобретения Способ испытания пластов, при котором в скважину опускают оборудованную пакером и седлом колонну бурильных труб с долотом, производят вскрытие бурением испытуемого пласта спускают внутрь труб пробоотборный снаряд и устанавливают его в седло, изолируют пласт, испытывают его с последующей регистрацией кривых притока и восстановления давления, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности испытания и получения большего объема пробы, перед изоляцией испытываемого .пласта в колонну бурильных труб закачивают одновременно в равных количествах самогенерирующие газ водные растворы, один из которых содержит Полиакриламид, нитрит натрия и воду в следующем соотношении ингредиентов мае. %:

Полиакриламид 0,05-1,0 Нитрит натрия 21,0-35,0 ВодаОстальное

а другой включает моноэтаноламин, соляную кислоту. и воду в следующем соотношении ингредиентов, мае. .%: Моноэтаноламин 18,0-30,0 Соляная кислота ,0 ВодаОстальное.

г

-3

Фиг.1

Л

С----5

5

ш7

-Д л

-V: Ч

Фа Z.I

ФиаЗ

Фиг.

С-:&